Комбинированные солнечные электростанции

Комбинированные СЭС

Поиски путей существенного улучшения технико-экономических показателей СЭС, проводимые в течение последних 5-7 лет, как уже указывалось выше, привели к концепции создания комбинированных станций. Так, в период 1981-1985 гг. в СССР в ЭНИНе было предложено и детально разработано направление по созданию СТЭС с циклом Ренкина. Параллельно с этим направлением в США и СССР разрабатывались СЭС с циклом Брайтона, а также с комбинированным циклом Брайтона-Ренкина. Ниже приводится описание некоторых из схем таких станций.

ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

AT - аккумулятор тепла
АФП - аккумулятор тепла фазового перехода
ГТУ - газотурбинная установка
МОФ - материал с обратимыми фазами
ПВА - пароводяной аккумулятор тепла
ПТА - подземный теплоаккумулятор
ПЭУ - пиковая энергоустановка
СПГ - солнечный парогенератор
СТЭС - солнечно-топливная электростанция
СЭС - солнечная электростанция
СЭУ - солнечная энергетическая установка
ТАМ - теплоаккумулирующий материал
ТАС - теплоаккумулирующая система
ТПГ - топливный парогенератор
ТЭС - тепловая электростанция
ФЭП - фотоэлектрический преобразователь
ЦП - центральный приемник

Солнечно-топливная электростанция (СТЭС) с циклом Ренкина

При существующих на сегодня в ближайшую перспективу стоимостных показателях нестандартного оборудования СЭС, такого как гелиостаты и АСУ полем гелиостатов, солнечный парогенератор (СПГ) с башней, система аккумулирования энергии и др., а также стоимости органического топлива, технико-экономические показатели СЭС, т.е. удельные капиталовложения, себестоимость, приведенные затраты и т.д., значительно уступают аналогичным показателям для ТЭС. Для того, чтобы башенные СЭС с термодинамическим циклом преобразования стали конкурентоспособными с традиционными электростанциями, необходимо добиться снижения капиталовложений в них по крайней мере на порядок, а себестоимости - в 35-40 раз.

Исследования, выполненные в последние годы в ЭНИНе, выявили имеющиеся крупные резервы создания экономически эффективных СЭС. Основные из них:

укрупнение единичной мощности и элементов оборудования;
организация специализированного серийного производства нестандартного оборудования;
совершенствование конструкций гелиостатов;
выбор района размещения СЭС с наиболее благоприятными географическими и погодно-климатическими условиями;
повышение КПД оптической системы за счет секторной компоновки поля с преимущественным расположением гелиостатов в северной части и применения зеркал с коэффициентом отражения 0,9-0,93;
совершенствование теплоэнергетической установки за счет применения солнечного парогенератора (СПГ) полостного типа и перехода на современные параметры пара (450-540°С, 13 или 24 МПа);
комбинированные СПГ и ТПГ.

Анализ вышеуказанных факторов снижения капиталовложений в СЭС и улучшения их основных технико-экономических показателей свидетельствует о возможности достижения на практике удельных капиталовложений на уровне 435-560 руб./кВт, себестоимости 1,18-1,4 (коп./(кВт•ч) и удельных приведенных затрат 1,98-2,41 (коп./(кВт•ч).

Как уже указывалось, в ЭНИНе в период 1981-1984 гг. разработаны и достаточно детально развиты научно-техническая концепция создания и принципиальные тепловые и технологические схемы комбинированных солнечно-топливных электростанций.

В цели настоящей главы не входит изложение влияния каждого из факторов на улучшение показателей СЭС. Здесь же следует ограничиться анализом фактора комбинирования солнечного и топливного парогенераторов и связанным с этим выбором экономически и технически целесообразного соотношения их мощностей. Комбинирование в одной тепловой схеме солнечный парогенератор (СПГ) и топливный парогенератор (ТПГ) позволяет резко увеличить годовое число часов работы электростанции с 2000-3000 до 7000 и более. При этом коэффициент использования установленной мощности может превышать 0,8, в то время как для СЭС-5 в Крыму он составил 0,22. Для сравнения укажем, что и на традиционных электростанциях этот коэффициент существенно ниже: на ТЭС и АЭС 0,5-0,7, на ГЭС 0,3-0,4.

Резкое снижение удельных капиталовложений, на солнечно-топливной электростанции проявляется не только из-за свойств аддитивности. Существенный эффект может быть получен благодаря тому, что удельные затраты на топливную часть СТЭС намного ниже аналогичных затрат на традиционных ТЭС, что объясняется использованием на СТЭС только одного элемента обычной ТЭС - парогенератора с топливным хозяйством, причем этот элемент органически увязан со всей тепловой и технологической схемой СЭУ.

По сравнению с раздельным производством электрической энергии на СЭС и ТЭС при этом не только снижаются затраты, но и сохраняются площади под размещение паротурбинной установки, вспомогательного тепломеханического оборудования, электротехнического хозяйства и т.д.

Комбинированная СТЭС - высокоманевренная станция, обладающая возможностью обеспечивать постоянную нагрузку топливного парогенератора (ТПГ) и как следствие этого, исключить пережог топлива в пусковых и переходных режимах. Наличие СЭУ в составе солнечно-топливной электростанции наделяет паротурбинную установку возможностью отслеживать график нагрузки, т.е. участвовать в регулировании диспетчерского графика нагрузки Объединенной энергосистемы. Следовательно, солнечно-топливная электростанция позволяет на уровне мощности ТПГ нести базисную нагрузку Nтэу и дополнительно выдавать маневренную мощность Nсэу от СЭУ, для чего должен быть предусмотрен турбогенераторный резерв мощности на СТЭС. Таким образом, солнечно-топливная электростанция обладает возможностью выдавать два вида электроэнергии: базисную и пиковую.

Комбинированная солнечно-топливная электростанция обеспечивает более высокую надежность энергоснабжения по сравнению с чисто СЭС, поскольку на СТЭС отсутствует жесткая связь между приходом и уровнем солнечной радиации, с одной стороны, и выработкой электроэнергии - с другой благодаря установке на СТЭС топливного парогенератора с производительностью, обеспечивающей номинальную мощность всей станции. Однако доля солнечной энергетической установки (СЭУ) по отношению к мощности топливного парогенератора (ТПГ) является параметром, зависящим прежде всего от стоимости оборудования и затрат на органическое топливо. В общем случае мощность солнечной энергетической установки (СЭУ) может составлять от нескольких процентов до 10б% от мощности топливного парогенератора (ТПГ). Эта доля СЭУ в СТЭС зависит и от технических ограничений, определяемых, в частности, возможностью организации промежуточного перегрева всего пара СТЭС в ТПГ, а также эффективностью работы СЭУ большой мощности с гелиостатами, расположенными на значительном расстоянии от башни.

Поскольку комбинированные СТЭС обладают возможностью выдавать как базисную, так и пиковую электроэнергию, в качестве альтернативного варианта следует рассматривать базисную ТЭС и дополняющую ее пиковую энергоустановку (ПЭУ), например ГТУ.

При сравнении вариантов СТЭС и ТЭС + ПЭУ эти варианты должны быть выровнены:

по полезному отпуску энергии, и, соответственно, по мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы;
по надежности работы;
по качеству отпускаемой энергии;
по степени воздействия на окружающую среду.

Из условия равенства выработки маневренной и базисной электроэнергии следует:

W = Wбэу + Wпэу = Wстэс,
где Wбэу, Wпэу, Wстэс - выработка электроэнергии, соответственно, на базисной ТЭС, пиковой (ГТУ) и на СТЭС.

Отметим, что в отличие от СТЭС, способной к отслеживанию графика нагрузки, для реализации такой возможности на ТЭС она должна быть снабжена специализированной пиковой установкой, например ГТУ, что позволяет снизить установленную мощность такой станции на величину мощности ПЭУ.

Была проведена оценка предельных капиталовложений в базисную и маневренную СЭС. Например, при 50 руб./т.у.т. для базисной СЭС они составляют 630 руб./кВт, для маневренной - 400 руб./кВт, а при 100 руб./т.у.т., соответственно, 1080 и 650 руб./кВт.

Предварительные проработки по СТЭС в УзССР, выполненные в Среднеазиатском отделении Института Атомтеплоэлектропроект (СаО АТЭП) под научным руководством ЭНИНа, показывают, что проектируемая СТЭС будет иметь удельные капиталовложения меньше предельно допустимых, обеспечивающих, ее конкурентоспособность с традиционной ТЭС.

Учитывая имеющуюся тенденцию возрастания стоимости топлива к рубежу 1995-2000 гг., т.е. к моменту возможного срока строительства СТЭС в УзССР, станция будет более экономична по сравнению с аналогичной по мощности и выработке ТЭС.

Полученные результаты свидетельствуют о целесообразности развития солнечной электроэнергетики с термодинамическим циклом преобразования на ближайшую перспективу в направлении создания комбинированных СТЭС, которые по мере снижения затрат на нестандартное оборудование и увеличения стоимости топлива в дальнейшем уступят место чисто СЭС.

СТЭС в УзССР

Принципиальная тепловая схема СТЭС представлена на рис. 1.

Принципиальная тепловая схема солнечно-топливной электростанции (СТЭС)

Рис.1. Принципиальная тепловая схема СТЭС
1 - топливный парогенератор; 2 - растопочный узел; 3 - впрыскивающий пароохладитель;
4 - солнечный теплоприемник; 5 - паропаровой теплообменник;
6,7,8 - цилиндры высокого, среднего и низкого давления паровой турбины К-300;
9 - генератор; 10,17 - конденсатор; 11,14 - насос;
12,15 - регенеративные подогреватели низкого и высокого давления;
13 - деаэратор; 16 - турбопривод питательного насоса.

Основные технические данные СТЭС на базе турбоустанoвки К-300 следующие:

Тепловая мощность СЭУ - 250 МВт
Расход пара через СПГ - 985 т/ч
Тепловая мощность ТПГ - 733 MBт
Расход пара через ТПГ - 985 т/ч
Доля СЭУ в мощности блока - 34,1%
Число гелиостатов - 5500 (размер 10 м х 10 м)
Высота башни - 300 м
Электрическая мощность СЭУ - 102 МВт
Электрическая мощность ТПГ (при работе СЭУ) - 198 Мвт
Общая электрическая мощность СТЭС - 300 МВт

Котельная установка СТЭС состоит из серийного газомазутного парового котла типа ТГМП-344-А и СПГ полосного типа, поверхность нагрева которого включена только в тракт первичного пара котла после выхода из настенных экранов. Пар, генерируемый в ТПГ и подогретый в СПГ, проходит через установленный непосредственно у котла паропаровой теплообменник, в котором передает часть своего тепла вторичному пару, затем поступает в ширмовый пароперегреватель и далее проходит через последующие конвективные пакеты первичного пароперегревателя, в которых догревается до номинальной температуры.

Вторичный пар до поступления в котел проходит через паропаровой теплообменник в котором частично нагревается за счет солнечного тепла, воспринятого первичным паром в солнечном теплоприемнике, затем подается на вход вторичного пароперегревателя котла, в котором перегревается до номинальной температуры. Через солнечный теплоприемник проходит полное количество первичного пара, а через паропаровой теплообменник - также полное количество первичного и вторичного пара, соответствующее данной нагрузке блока.

Таким образом, в рассматриваемой схеме солнечный теплоприемник встроен в тракт первичного пара котла, а окончательный перегрев как первичного, так и вторичного пара осуществляется в ТПГ, что позволят обеспечить стабильность номинальных параметров пара в режимах совместной работы солнечного теплоприемника и котла на органическом топливе, независимо от интенсивности солнечной радиации путем соответствующего воздействия на расход сжигаемого в котле органического топлива. Естественно, что в этих режимах в целях максимальной экономии топлива следует стремиться к максимально возможному использованию тепла солнечной радиации. Выполненные тепловые расчеты котла ТГМП-344 в режиме его работы совместно с солнечным теплоприемником тепловой мощностью 250 МВт по вышеописанной схеме показали, что при соответствующей разгрузке котла по топливу (до 65%) может быть обеспечена нормальная работа блока комбинированной СЭС с номинальной нагрузкой и номинальными параметрами первичного и вторичного пара. При этом величины всех поверхностей нагрева котла могут быть сохранены, т.е. котел не потребует существенной реконструкции.

Осуществление перегрева первичного пара в солнечном теплоприемнике от 407 до 495°С позволит выполнить его поверхности без использования аустенитных труб, что в условиях работы резкопеременными тепловыми нагрузками значительно повышает его надежность. Наряду с этим выполнение солнечного теплоприемника без вторичного пароперегревателя позволяет не только упростить его конструкцию, но и отказаться от дополнительных громоздких и длинных паропроводов вторичного пара и тем самым существенно сократить тепловые и гидравлические потери на тракте вторичного пара, а также снизить стоимость котельной установки. Суточный график работы СТЭС предусматривает максимальное использование солнечной энергии в часы солнечной активности. Выработка от ТПГ в эти часы является как бы "вынужденной" и составляет ~200% от выработки солнечной электроустановки (СЭУ). В часы отсутствия инсоляции достаточного уровня покрытие электрической нагрузки осуществляется целиком за счет работы топливного парогенератора (ТПГ) в автономном режиме по заданному графику нагрузки.

Прогрев солнечного теплоприемника и паропроводов между ним и ТПГ осуществляется подачей небольшого количества пара от ТПГ. После окончания прогрева расход пара через солнечный теплоприемник может постепенно увеличиваться, а пар после него поступает в последующий тракт первичного пара котла.

Температурный режим солнечного теплообменника поддерживается при этом в зависимости от плотности падающего от гелиостатов теплового потока увеличением расхода пара вплоть до полного, а температурный режим пароперегревателя ТПГ - воздействием на расход топлива и впрысками.

Проведенная в обосновывающих материалах технико-экономическая оценка показателей СТЭС в УзССР показала, что с учетом неуклонного роста цен на топливо даже опытно-промышленная СТЭС становится конкурентоспособной с ГРЭС на газе при замыкающих затратах на топливо (газ) 70 руб./т.у.т.

В регионе Средней Азии нераспределенным органическим топливом для вновь сооружаемых электростанций на период до 2000 г. остается только уголь со сложными условиями добычи. При сравнении по приведенным затратам с аналогичной угольной ГРЭС опытно-промышленная СТЭС является эффективной.

Строительство и эксплуатация опытно-промышленной комбинированной СЭС в УзССР номинальной мощностью 300 МВт позволит:

увеличить суммарное годовое производство электроэнергии на 1724 млн. кВт•ч;
обеспечить экономию топлива на данной станции до 76 тыс. т.у.т./год;
исключить вредные выбросы в окружающую среду в количестве до 3 тыс.т в год.

Солнечно-топливная электростанция в США

В США были выполнены исследования перспективных возможностей модернизации существующих ТЭС, заключающейся во включении в их тепловую схему ЦП и создания соответствующего поля гелиостатов. Определены 82 ТЭС, расположенные в юго-восточной части страны, для каждой из которых выполнялись следующие условия:

установленная мощность не пре восходит 200 МВт;
имеется свободная территория в непосредственной близости от ТЭС, достаточная для размещения гелиооборудования;
использование солнечной энергии позволит сэкономить не менее 50% топлива;
существуют факторы, стимулирующие развитие гелиоэнергетики. Модернизация этих ТЭС приведет к замещению 520.0 МВт электрической мощности.

Для полной или частичной замены органического топлива на газомазутных ТЭС США предложено оборудовать ряд из них гелиотермическими установками. Потенциально пригодными для этого считаются ТЭС суммарной мощностью >26 ГВт на юго-западе страны. Оценено, что с помощью таких установок можно было бы удовлетворить значительную часть потребностей химической и нефтеперерабатывающей промышленности.

Гибридные электростанции имеют единую турбогенераторную систему и ряд других общих узлов. В соответствии с проведенной оптимизацией параметров типовой станции ее электрическая мощность должна составлять 50 МВт, причем 75% мощности приходится на солнечную часть (при плотности солнечной радиации 900 Вт/м2). Гелиостатное поле включает 8160 гелиостатов с обшей площадью зеркал 230 тыс. м2. Приемник солнечной радиации размещается на башне высотой 175 м и имеет форму вертикально расположенного цилиндра диаметром 15 и высотой 27 м. Общая стоимость станции (в ценах 1978 г.) составит 32,2 млн. долл., из них на гелиостаты и приемник с башней приходится соответственно, 15,1 и 10,3 млн. долл. Министерством энергетики США выделены средства на финансирование проекта модификации существующей ТЭС мощностью 120 МВт в штате Аризона путем включения в ее схему ЦП концентрированного солнечного излучения, контура теплоотвода на основе солевого теплоносителя и системы теплового аккумулирования. Стоимость реконструкции около 2,3 млн. долл.

По оценкам, правительство США должно будет финансировать до 75% капиталовложений для стимулирования работ по созданию СТЭС - одного из перспективных направлений в использовании солнечной энергии, в связи с чем был объявлен конкурс на лучшие проекты таких станций.

В США также предложена схема комбинированной электростанции с конденсационным циклом. При отсутствии солнечной радиации станция работает по обычной схеме, при благоприятных актинометрических условиях отборы в подогреватели низкого давления отключаются и питательная вода, минуя подогреватели, через байпасную линию подается в гелиоприемник.

При номинальной электрической мощности 726 МВт байпасирование части подогревателей низкого давления позволит увеличить выработку электроэнергии на 3,98%, при этом эффективность преобразования солнечной энергии составит 14%, которая может быть повышена путем увеличения температуры в гелиоприемнике. В литературе анализировались различные способы использования солнечной энергии на ТЭС. На основании некоторых из разработок было признано, что оптимальной является схема электростанции без промежуточного теплового аккумулирования в которой имеется возможность осуществить промперегрев за счет солнечной энергии.

Солнечно-топливная электростанция с комбинированным циклом Брайтона-Ренкина

Основные характеристики данной системы представлены на рис. 2. В ней предусмотрена совокупность эллиптических следящих зеркал, которые фокусируют падающие солнечные лучи на ЦП, находящийся на вершине башни, расположенной к югу от системы зеркал. Вокруг башни располагаются: система комбинированной выработки электроэнергии, выключатели, центральный пульт управления, склады и ремонтные мастерские, административный корпус, место для паркования и подъездные пути. Охлаждающая градирня установлена вне периметра территории, на которой размещены зеркала.

Гибридная электростанция с комбинированным циклом Брайтона-Ренкина

Рис. 2. Гибридная электростанция с комбинированным циклом Брайтона-Ренкина:
1 - поле гелиостатов; 2 - вход воздуха; 3 - солнечный теплоприемник;
4 - башня; 5 - камера сгорания; 6 - газовая турбина; 7 - компрессор;
8 - дымовая труба; 9 - котел-утилизатор; 10,13 - генератор; 11 - барабан;
12 - паровая турбина; 14 - конденсатор; 15 - насос.

Предложенная система настолько гибка, что в состоянии подвергаться модернизации и тем самым -усовершенствованию! Система, в которой предполагается реализовать технологии ближайшего будущего, будет базироваться непосредственно на комбинированном цикле Брайтона-Ренкина. Применяя степень сжатия, равную 12, окружающий воздух может быть сжат и подан в ЦП с температурой 378 oC, где нагревается до 816 oC. Нагретый воздух подается в камеру сгорания, где путем сжиГАНИЯ органического топлива его температура повышается до 1093 oC. После этого газ с температурой 1093 oC направляется на вход газовой турбины с температурой выхлопа из нее 537°С. Выхлопные газы поступают в котел-утилизатор, дающий пар с параметрами 510 C, 10,1 МПа. Отработавший пар направляется в конденсатор, в котором поддерживается температура 43 oC и вакуум 8,5 кПа за счет охлаждения в градирне.

Этот комбинированный цикл обеспечивает достаточно высокую эффективность преобразования тепловой энергии в электрическую с КПД 43,5%. Выходная электрическая мощность, равная 100 МВт, состоит из 68,4 МВт от ГТУ и 31,6 МВт от паротурбинной установки с учетом расхода на собственные нужды. При отсутствии солнечного излучения во избежание тепловых потерь ЦП байпасируется, что уменьшает потребность в органическом топливе.

Энергия, получаемая в паровом хвостовом цикле, ограничена перепадом температур в экономайзере котла-утилизатора, что связано с довольно высокой температурой выхлопа газов и соответственно, с большими потерями с уходящими через дымовую трубу газами. Если же использовать двухступенчатый паровой цикл, то КПД может быть поднят с 43,5 до 45,3%.

Для более крупных установок, в которых паровая турбина имеет электрическую мощность от 100 МВт и более, можно использовать турбину с промежуточным перегревом пара, что позволит иметь КПД до 45,8%.

В солнечном приемнике ближайшей перспективы предложено установить панели из тепловых труб, наполненных натрием, которые передают тепло, полученное с солнечными лучами, изотермически воздушному потоку, движущемуся вдоль панелей. Ожидаемый теплосъем в приемнике 1200 кВт/м2, что подтверждено в экспериментальных условиях.

Применение тепловых труб дает возможность осуществить конструкцию ЦП с низкой расчетной скоростью воздуха, что сводит к минимуму потери давления на участке компрессор-камера сгорания в цикле Брайтона и, соответственно, повышает КПД цикла.

Известно, однако, что в реактивной авиации уже разработаны и применяются камера сгорания и газовая турбина на температуру газов 1316 С. Если разработать и применить воздухоохлаждаемый керамический солнечный приемник для работы при 1093°С, то доля энергии, вырабатываемой солнечной установкой, может быть увеличена с 56,3 до 71,9% от общей выработки в полдень. Доля солнечной энергии в суммарной характеризуется отношением повышения температуры воздуха в ЦП к общему повышению его температуры по всему тракту до входа в газовую турбину. В годовом исчислении такая модифицированная станция может обеспечить 41,8%, а станция ближайшего будущего 31,2% от общей выработки; КПД, соответственно, составит 47,7% по сравнению с 43,5%.

Поверхность оптической системы составляет 1,5 * 10 м что эквивалентно 238,4 МВт тепловой мощности, обеспечивая тепловую мощность в приемнике 156,4 МВт; КПД преобразования солнечной энергии составляет 65,6%.

Такая гибридная система комбинированного цикла не требует промежуточного аккумулирования энергии, поскольку камера сгорания газовой турбины и сама турбина обладают хорошей маневренностью, что компенсирует флуктуации в поступлении солнечной энергии и позволяет получать стабильную выработку и мощность.

Результаты анализа эффективности организации долговременного аккумулирования энергии, проведенного по предельным затратам, показали, что такое аккумулирование экономически неоправданно при темпе роста цен на топливо ниже 12%, даже если КПД аккумулятора будет 100%. При КПД аккумулирования 60% оно экономически нецелесообразно при темпе роста цен на топливо ниже 14%. Авторами делается вывод о нецелесообразности аккумулирования энергии на таких гибридных станциях комбинированного цикла ни с технической, ни с экономической точки зрения. Тем не менее были изучены технические аспекты аккумулирования энергии для высокотемпературных вариантов проектов, поддержанных Министерством энергетики США. Такие проекты могут быть подключены к проектам гибридных станций в будущем, если для этого появляется экономически оправданные условия. Включение системы аккумулирования расширит временной диапазон использования солнечной энергии, распространив его и на вечерние часы, что повысит степень замещения органического топлива.

Отмечаются следующие основные преимущества концепции гибридной системы комбинированного цикла:

энергетическая эффективность цикла даже для уже практически полученных 1093 С на входе в газовую турбину;
возможность использования разнообразных видов топлива, включая жидкие и газообразные производные угля;
достаточно удобное время, когда необходимо дополнительное количество органического топлива, чтобы компенсировать нехватку солнечной энергии;
возможность значительного усовершенствований такой станции за счет высокотемпературного приемника и газовой турбины в отличие от парового цикла Ренкина;
хорошая приспособляемость таких станций для несения средних нагрузок электроэнергетических систем, причем приход солнечной энергии приходится на дневные часы, что позволяет вытеснить органическое топливо;
отсутствие проблем принципиального характера при доводке солнечной части системы, что не окажет влияния на приемлемость такой станции в целом для электроэнергетических компаний;
готовность электроэнергетических компаний принять эту концепцию и сделать соответствующие заказы.

Наиболее крупными техническими вопросами при создании таких гибридных систем являются:

недостаточно разработанная технология как высокотемпературного керамического солнечного приемника, так и приемника с тепловыми трубами.
обеспечение работы камеры сгорания в диапазоне температур от 378 до 816 С и снижение выбросов оксидов азота при повышении температуры воздуха, что, в частности, может быть решено при применении каталитического дожигателя.

В ФРГ ряд фирм при поддержке министерства исследований и технологии с 1978 г. разрабатывает проект газоохлаждаемой СЭС (проект GAST) мощностью 20 МВт с 1950 гелиостатами единичной площадью 52 м2 и двумя приемниками солнечного излучения. В дальнейшем предполагается исследование возможности использования керамического теплообменника и гелия в качестве теплоносителя, что позволит поднять температуру газа до 1000°С и тем самым повысить КПД. Нагретый воздух направляется к двум газовым турбинам мощностью по 7 МВт. У подножия башни высотой 200 м установлена паровая турбина, парогенератор которой обогревается отходящим от газовых турбин воздухом при температуре 500 С. При отсутствии солнечного излучения воздух нагревается за счет сжигания жидкого или газообразного топлива. Термический КПД станции составит 38, а общий 18%.

Следует упомянуть также и о разработке гибридных ТЭС электрической мощностью 100 МВт с циклом Брайтона, с аналогичными параметрами цикла Брайтона, отличающихся от вышеописанной отсутствием паросилового цикла. В этой схеме 53,6% энергии обеспечивается солнечной ступенью. КПД преобразования солнечной энергии в электрическую составляет 43,8%. При среднегодовом коэффициенте нагрузки 48% и коэффициенте готовности 90% доля солнечной энергии составляет 28,2% в среднем за год. Капитальные затраты (в долларах 1979 г.) составят 1256 долл./кВт. Стоимость подсистемы ЦП излучения достигает 25,5%, а поля гелиостатов 31% от полной стоимости электростанции. Динамические характеристики энергосхемы позволяют обойтись без теплового аккумулятора. Разработан также предварительный проект СЭС башенного типа с циклом Брайтона мощностью 1,5 МВт. Принята разомкнутая схема с воздушным теплоносителем; параллельно с ЦП установлен вспомогательный воздухонагреватель, обеспечивающий стабильную работу станции. На стадии математического моделирования было определено количество (28) и оптимальное расположение гелиостатов в северной части поля СЭС, а также высота башни (38 м) и апертура ЦП. ЦП - полостного типа, наклоненный на 20° по отношению к вертикали. В качестве расчетных актинометрических параметров было принято значение прямой радиации 950 Вт/м2 в полдень при равноденствии. Расчетный срок эксплуатации СЭС 5 лет; по оценкам, проектные и строительные работы займут примерно 4 года.

Некоторые другие перспективные схемы комбинированных энергоустановок

В США предложена концепция солнечной ТЭЦ тепловой мощностью 270 МВт с ЦП и полем из 10 441 гелиостата площадью 500 тыс. м2 для теплоснабжения медеплавильного завода и производства электроэнергии. ТЭЦ позволит ежегодно экономить 69 тыс. м3 мазута. Она оснащается ГТУ обшей мощностью 50 МВт. Сбросное тепло медеплавильной установки используется для выработки пара, количество которого достаточно для привода электрогенераторов мощностью 30 МВт и других механизмов мощностью 9 МВт. Воздух сжимается в компрессорах ГТУ, а затем нагревается в приемнике радиации до 1090 К и расширяется в ГТУ, где его температура снижается до 800 К. После ГТУ воздух направляется в теплоаккумулятор, заполненный шлаком медеплавильной установки.

В облачные дни воздух пропускается через теплоаккумулятор, где нагревается до 800 К и подается в топку и пароперегреватели медеплавильной установки. Исследование было проведено применительно к условиям юго-западной части штата Нью-Мексико (США).

В Японии действует также экспериментальная комбинированная гелиоустановка для выработки электроэнергии (15 кВт) и тепла (45 кВт). В установке использованы стационарные и следящие гелиоприемники площадью 630 м2, обеспечивающие работу высокотемпературного (250°С) и низкотемпературного (120°С) контуров. Для выработки электроэнергии установлены 2 генератора: с паровой турбиной 5 кВт и турбиной на хладоне 10 кВт.

Другим самостоятельным и довольно перспективным направлением использования солнечной энергии является следующее.

Как известно, повышение эффективности дизельных электростанций обычно достигается подогревом топлива за счет установки теплообменника в тракте уходящих газов. В 1982 г. в ноябре в западной Австралии введена в работу установка подогрева топлива солнечной энергией. Эффективность установки определяется высокой стоимостью дальнепривозного горючего (500 км), при котором топливная составляющая стоимости электроэнергии равна 12 цент/(кВт•ч). Солнечная установка обеспечивает подогрев топлива до 200-290°С. Использование солнечного подогрева топлива позволило снизить расход топлива, соответствующий 1730 кВт•ч/сут. В этой установке соединены СЭС модульного типа мощностью 100 кВт и дизельная электростанция мощностью 700 кВт. Установка позволит экономить в год в среднем по 150 тыс. л жидкого топлива. Дизельная и солнечная электростанции объединены сетью электроснабжения и тепловым аккумулятором, в котором запасается тепло за счет поглощения солнечной энергии и тепло отходящих газов дизельной электростанции. После ввода в строй будут получены данные, необходимые для дальнейшей разработки подобных установок.